RU2578499C1 - Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа - Google Patents
Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2578499C1 RU2578499C1 RU2015110278/06A RU2015110278A RU2578499C1 RU 2578499 C1 RU2578499 C1 RU 2578499C1 RU 2015110278/06 A RU2015110278/06 A RU 2015110278/06A RU 2015110278 A RU2015110278 A RU 2015110278A RU 2578499 C1 RU2578499 C1 RU 2578499C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- hydrogen sulfide
- separation
- stage
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке нефти с высоким содержанием сероводорода. Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающий сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны. После компримирования попутный нефтяной газ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20% поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти. Технический результат - увеличение выхода товарной нефти, увеличение эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода. 2 табл., 3 ил.
Description
Изобретение относится к способам подготовки нефти к транспорту и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке нефти с высоким содержанием сероводорода.
Известен способ подготовки сырой нефти путем ее многоступенчатой сепарации (А.с. №1431798 СССР, МПК B01D 19/00, опубл. 23.10.1988), включающий подачу углеводородного газа, выделившегося на первой ступени сепарации, в последующую ступень. При этом газ на отдувку подают в количестве 1-3 м3 на 1 м3 нефти, поступающей на концевую ступень сепарации.
Недостатком данного способа является низкая эффективность удаления сероводорода, вследствие чего подготовленная нефть по остаточному содержанию сероводорода не удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 51858-2002.
Известен также способ подготовки сероводородсодержащей нефти (Лесухин С.П., Соколов А.Г., Позднышев Г.Н. Основные направления развития технологии очистки нефти от сероводорода // Нефтяное хозяйство. - 1989. - №8. - С. 50-54), включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным от сероводорода углеводородным газом в дополнительной десорбционной колонне при температуре 40-50°С, давлении 0,1-0,6 МПа и удельном расходе отдувочного газа 5-50 м3/м3 нефти.
Недостатком данного способа является то, что для снижения значения массовой доли сероводорода в нефти до 20 ppm требуется подача большого количества углеводородного газа (30-50 м3/м3), не содержащего сероводорода, что ведет к необходимости увеличения пропускной способности сборных газопроводов, мощности компрессорных станций и установки очистки газа от кислых компонентов (УСО).
Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки сероводородсодержащей нефти (патент RU №2220756, МПК B01D 19/00, B01D 53/52, опубл. 10.01.2004, бюл. №1), включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне с последующим вводом и перемешиванием с монометанолэтаноламином (ММЭА) - продуктом взаимодействия моноэтаноламина и формальдегида.
Известный способ позволяет снизить значение массовой доли сероводорода в товарной нефти до 20 ppm при сочетании физического (сепарации и отдувки нефти углеводородным газом в колонне) и химического (нейтрализации сероводорода при использовании ММЭА) методов удаления сероводорода из нефти. При этом отдувка нефти осуществляется углеводородным газом, не содержащим сероводород, или природным газом до достижения не более 90%-ной степени ее очистки от сероводорода и смешением ММЭА с нефтью из расчета 4-15 г на 1 г остаточного сероводорода с последующим введением в нефть воздуха, взятого из расчета 0,5-1,5 моль кислорода на 1 моль остаточного сероводорода.
Недостатком двух вышеописанных способов является то, что в процессе отдувки нефти в колонне происходит не только десорбция сероводорода в газовую фазу, но и стабилизация нефти, сопровождающаяся переходом углеводородов (от пропана и выше) в состав газа отдувки, уменьшая тем самым выход товарной нефти. Эти фракции газа способны после сжатия компрессорами и соответствующего охлаждения конденсироваться. Часть компонентов попутного нефтяного газа (ПНГ) конденсируется при искусственном охлаждении на компрессорной станции (КС), а часть - при естественном охлаждении в газопроводе от компрессорной станции до УСО, что значительно снижает пропускную способность системы газосбора.
Переход компонентов из нефти в состав газа отдувки также приводит к увеличению объема ПНГ, поступающего в систему газосбора, и, как следствие, увеличению затрат, связанных с его очисткой от сероводорода на УСО.
Для подготовки ПНГ к транспортировке его сжимают в компрессорах на КС и охлаждают с помощью аппаратов воздушного охлаждения (АВО) с последующей сепарацией перед подачей в магистральный газопровод. Температура охлаждения газа в АВО после его сжатия зависит от температуры окружающего воздуха, которая меняется в широких пределах в течение года. Недостатком данного варианта охлаждения является невозможность достижения температуры газа ниже температуры грунта на глубине залегания газопровода. Применение холодильных машин (например, парокомпрессионного типа) требует использование дорогостоящего оборудования и высококвалифицированного персонала для обслуживания.
С увеличением давления и температуры ПНГ в начале газопровода, а также с уменьшением температуры окружающей среды объем образующегося конденсата увеличивается.
Понижение температуры газа в газопроводе происходит вследствие его расширения, а также отдачи им тепла более холодной поверхности - стенке газопровода. Вследствие того, что температура стенки ниже температуры газа, на внутренней ее поверхности может происходить процесс конденсации углеводородов. Конденсация происходит также и в объеме газа, на поверхности центров конденсации, которыми служат посторонние частицы, взвешенные в газе, или мелкие капельки конденсата, возникающие самопроизвольно вследствие случайных отклонений от равномерного распределения молекул в газе в результате теплового воздействия. При конденсации газа на внутренней поверхности стенки происходит два процесса: процесс теплопередачи и передачи массы. Оба эти процесса приводят к снижению температуры газа, а это в свою очередь способствует продолжению процесса конденсации. Состав и объем углеводородов, переходящих в жидкое состояние, будет при этом изменяться в соответствии с изменением состава газа.
Процесс конденсации углеводородов в объеме характеризуется ростом центров конденсации до размеров капелек тумана с последующим оседанием капелек на внутренней поверхности стенки трубы или на поверхности конденсата, образовавшегося на ней.
Например, для Республики Татарстан температура газа после воздушного охлаждения в зимний период времени в среднем изменяется от 5 до 10°С, в летний - от 15 до 30°С. При транспортировке ПНГ по газопроводу его температура приближается к температуре грунта, которая составляет в зимний период года 0-5°С, а в летний - 8-12°С, что приводит к выпадению конденсата и его накоплению в газопроводе.
Техническими задачами изобретения являются увеличение эффективности десорбционной очистки нефти от сероводорода, увеличение выхода товарной нефти, уменьшение объема конденсата, образующегося на КС и системе газосбора, уменьшение эксплуатационных затрат на подготовку газа на КС, а также расхода газа, поступающего на установку сероочистки, и, как следствие, уменьшение затрат на очистку нефти и газа от сероводорода.
Технические задачи решаются способом подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающим сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны, отбор попутного нефтяного газа из первой ступени сепарации и его подачу на установку сероочистки.
Новым является то, что после компримирования ПНГ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20%, поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.
На фиг. 1 изображена схема осуществления способа, в котором используются сепарация нефти, отдувка углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, подача ПНГ с КС в поток сырой сероводородсодержащей нефти, поступающей на первую ступень сепарации.
На фиг. 2 представлены данные по содержанию в нефти сероводорода, углекислого газа, азота, метана и этана перед десорбционной колонной и после нее.
На фиг. 3 представлены данные по содержанию в нефти пропана, изо-бутана, н-бутана, изо-пентана и подобных компонентов перед десорбционной колонной и после нее.
Для реализации способа сырую сероводородсодержащую нефть по трубопроводу 1 (фиг. 1) подают в сепараторы 2 первой ступени сепарации по подводящим трубопроводам 3. Затем нефть через вторую ступень сепарации 4 подают с помощью насоса 5 в установку нагрева нефти 6, где осуществляется ее нагрев. Далее нагретую нефть направляют в верхнюю часть десорбционной колонны 7. В нижнюю часть десорбционной колонны 7 подают углеводородный газ, не содержащий сероводород, по газопроводу 8. С десорбционной колонны 7 сероводородсодержащий газ по газопроводу 9 поступает на КС 10, а нефть через сепаратор 11 низкого давления на смешение с химическим реагентом - нейтрализатором сероводорода 12. Далее нефть подают в трубопровод и/или реактор 13, в котором протекает химическая реакция взаимодействия сероводорода с реагентом - нейтрализатором сероводорода 12. Расход реагента определяется исходя из массовой доли сероводорода в нефти после десорбционной колонны 7 и требуемого качества сдаваемой продукции по содержанию сероводорода согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002. После проведения процесса нейтрализации нефть, очищенная от сероводорода, отводится по трубопроводу 14.
ПНГ со второй ступени сепарации 4, десорбционной колонны 7 и сепаратора 11 низкого давления по газопроводам 9, 15, 16 направляют на прием компрессоров 17 компрессорной станции 10 на компримирование. Сжатый ПНГ с выкида компрессоров 17 компрессорной станции 10 по газопроводу 18 подают в подводящие нефтепроводы 3 сепараторов 2 первой ступени. Газ, отделившийся от нефти в сепараторах 2, по газопроводу 19 направляют на УСО.
Результаты, полученные при испытаниях известной и предлагаемой установки подготовки сероводородсодержащей нефти и ПНГ, приведены в табл. 1.
Возможен вариант подачи только части от объема газа с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации, а оставшегося объема - на УСО. В этом случае положительный эффект (снижение массовой доли сероводорода в нефти после десорбционной колонны, снижение объема газа, поступающего на УСО, снижение количества конденсата, образующегося в системе газосбора и увеличение выхода товарной нефти) достигается при подаче даже части от всего объема ПНГ, подаваемого с КС 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации (табл. 2). С увеличением объема ПНГ, подаваемого с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации, эффективность предлагаемого способа только возрастает и достигает максимальной эффективности при подаче всего объема газа с КС 10 по газопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации.
Заявляемый способ отличается от прототипа тем, что после компримирования ПНГ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20%, поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.
Положительный эффект достигается за счет того, что при подаче ПНГ по газопроводу 18 с компрессорной станции 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации происходит перераспределение компонентов газа в объеме сероводородсодержащей нефти, вследствие чего повышается общее газосодержание жидкой фазы. Одновременно происходит интенсивное снижение температуры газа, подаваемого по газопроводу 18, за счет теплообмена с жидкостью в процессе движения газожидкостной смеси в трубопроводе 3 и сепараторах 2 первой ступени. В результате тепло-массообменного процесса между ПНГ и сероводородсодержащей нефтью часть компонентов, содержащихся в газе, переходит в состав нефти. Доля компонентов, входящих в состав газа, подаваемого по газопроводу 18, в нефти существенно возрастает по сравнению с прототипом. При этом точка росы газа, отделившегося от жидкости в сепараторах 2 первой ступени, существенно снижается, что позволяет полностью исключить возможность образования конденсата в системе газосбора.
Такие компоненты, как метан, этан, азот и углекислый газ, легче отделяются от жидкости в процессе сепарации, и их доля в составе нефти перед колонной отдувки уменьшается (фиг. 2). В свою очередь это приводит к снижению эффективности отделения пропана, бутана, гептана и других подобных компонентов и увеличению массовой доли сероводорода в нефти (фиг. 2, 3) перед десорбционной колонной 7. Однако подача нефти в десорбционную колонну 7 с повышенным содержанием пропан-бутановых и пентановых фракций позволяет снизить объем не содержащего сероводород газа, подаваемого в десорбционную колонну 7. В десорбционной колонне 7 в процессе массообмена между этим газом и сероводородсодержащей нефтью пропан и более высококипящие углеводороды из жидкой фазы частично переходят в газовую, что способствует более легкой десорбции сероводорода. Благодаря этому уменьшается массовая доля сероводорода в нефти после десорбционной колонны при прочих равных условиях. Это позволяет уменьшить расход нейтрализатора сероводорода 12, подаваемого в поток нефти после сепаратора 11 низкого давления.
При осуществлении способа по изобретению объем газа, подаваемого на УСО, уменьшается вследствие перехода пропан-гексановой фракции из газовой фазы в жидкую в процессе тепло-массообмена нефти с рециркулируемым ПНГ в нефтепроводе 3 перед сепараторами 2 первой ступени. Данная фракция на последующих ступенях сепарации нефти частично вновь переходит в газовую фазу и начинается новый цикл круговорота углеводородных компонентов.
За счет возврата пропана, бутана, гептана и других подобных компонентов ПНГ в состав нефти предлагаемый способ позволяет увеличить выход товарной нефти. При этом превышение давления насыщенных паров нефти согласно требований ГОСТ Р 51858-2002 не наблюдается вследствие ее стабилизации в десорбционной колонне 7 (табл. 1, 2).
Положительным фактором при осуществлении способа (при подаче всего объема газа с компрессорной станции 10 по трубопроводу 18 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации) является также отсутствие необходимости охлаждения газа после компримирования, что позволяет снизить затраты электроэнергии и исключить необходимость использования холодильного оборудования.
Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти и ПНГ прост в исполнении и не требует значительных затрат на его осуществление. Его реализация возможна как на существующих установках подготовки нефти, так и на вновь проектируемых.
Предлагаемое сочетание физических (двухступенчатой сепарации нефти, отдувки нефти в десорбционной колонне и подачи ПНГ с КС 10 в подводящий нефтепровод 3 сепараторов 2 первой ступени сепарации) и химических (нейтрализации сероводорода в нефти химическими реагентами) методов удаления сероводорода из нефти при ее подготовке позволяет:
- уменьшить расход нейтрализатора сероводорода;
- увеличить выход товарной нефти;
- полностью исключить возможность образования конденсата в газопроводе от КС до УСО;
- уменьшить расход ПНГ, поступающего в систему газосбора, и, как следствие, снизить затраты на очистку газа от сероводорода на УСО;
- исключить необходимость использования холодильного оборудования на КС.
Claims (1)
- Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа, включающий сепарацию сероводородсодержащей нефти в первой и второй ступенях сепарации, последующий нагрев сероводородсодержащей нефти в установке нагрева нефти, отдувку углеводородным газом, не содержащим сероводород, в десорбционной колонне, сепарацию нефти в сепараторе низкого давления, ввод и перемешивание реагента-нейтрализатора сероводорода, компримирование на компрессорной станции попутного нефтяного газа из второй ступени сепарации нефти, сепаратора низкого давления и десорбционной колонны, отбор попутного нефтяного газа из первой ступени сепарации и его подачу на установку сероочистки, отличающийся тем, что после компримирования попутный нефтяной газ подается в подводящий нефтепровод первой ступени сепарации или при разделении потоков первой ступени в подводящие нефтепроводы соответствующих сепараторов, пропускающих не менее 20% поступающей на подготовку сырой сероводородсодержащей нефти.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015110278/06A RU2578499C1 (ru) | 2015-03-23 | 2015-03-23 | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015110278/06A RU2578499C1 (ru) | 2015-03-23 | 2015-03-23 | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2578499C1 true RU2578499C1 (ru) | 2016-03-27 |
Family
ID=55656693
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015110278/06A RU2578499C1 (ru) | 2015-03-23 | 2015-03-23 | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2578499C1 (ru) |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2269566C1 (ru) * | 2004-06-24 | 2006-02-10 | Государственное унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
RU2316377C1 (ru) * | 2006-06-21 | 2008-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
RU2442816C1 (ru) * | 2010-12-17 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов |
-
2015
- 2015-03-23 RU RU2015110278/06A patent/RU2578499C1/ru active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2269566C1 (ru) * | 2004-06-24 | 2006-02-10 | Государственное унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
RU2316377C1 (ru) * | 2006-06-21 | 2008-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти |
RU2442816C1 (ru) * | 2010-12-17 | 2012-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10486100B1 (en) | Coalescer for co-current contactors | |
US9500404B2 (en) | Method and system for removing H2S from a natural gas stream | |
RU2549905C2 (ru) | Способ обработки природного газа, содержащего диоксид углерода | |
RU2609175C2 (ru) | Способ модернизации действующей установки низкотемпературной сепарации газа | |
US10717039B2 (en) | Inner surface features for co-current contractors | |
RU2570795C1 (ru) | Газоперерабатывающий и газохимический комплекс | |
WO2011026170A1 (en) | Process and apparatus for reducing the concentration of a sour species in a sour gas | |
EA014746B1 (ru) | Установка и способ сепарации конденсата газа из углеводородных смесей высокого давления | |
MX2009010129A (es) | Metodo y dispositivo para separar uno o mas hidrocarburos c2+ a partir de una corriente de hidrocarburos de fase mixta. | |
RU2439452C1 (ru) | Способ низкотемпературной подготовки углеводородного газа | |
CN103119295A (zh) | 用于净化气体流的方法和设备 | |
CN111447985A (zh) | 蒸馏含氧气的气体流的方法 | |
CN111004657B (zh) | 一种油田伴生气综合利用的方法 | |
RU2722679C1 (ru) | Установка (варианты) и система (варианты) для отбензинивания попутного нефтяного газа, способ отбензинивания попутного нефтяного газа | |
RU2578499C1 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти и попутного нефтяного газа | |
US10668425B2 (en) | Separation of methane from gas mixtures | |
RU2612235C1 (ru) | Способ и установка подготовки газа деэтанизации к транспортировке по газопроводу | |
RU2175882C2 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту "оптимет" | |
RU2541472C1 (ru) | Установка подготовки и переработки углеводородного сырья | |
RU2555909C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
RU136140U1 (ru) | Установка для подготовки попутного нефтяного газа низкого давления (варианты) | |
RU49609U1 (ru) | Установка низкотемпературного разделения углеводородного газа | |
CN111849573A (zh) | 一种轻烃回收系统 | |
RU213282U1 (ru) | Установка отбензинивания углеводородного газа | |
RU2710228C1 (ru) | Газоперерабатывающий и газохимический комплекс |